天然气集输管道内腐蚀直接评价方法研究
输气管线腐蚀检测和监测方法研究
输气管线腐蚀检测和监测方法研究我国高含硫天然气资源十分丰富，在酸性气田的开采过程中，由于二氧化碳、硫化氢及元素硫等腐蚀介质的存在，会对地面集输管线造成严重的腐蚀，直接影响气田的安全、高效生产。
H2S和CO2共存条件下的强腐蚀性对含硫气田的生产带来一系列困难，井下油套管、地面管网、净化设备面临着腐蚀的严重威胁，防腐成为了含硫气田开发最大的难题之一。
开采过程中集输管线的腐蚀控制显得尤为重要，一旦集输管线由于腐蚀导致穿孔、破裂，发生天然气泄漏，不仅影响气田的正常生产，还会造成环境污染甚至灾难事故。
因此很有必要对管线腐蚀检测和监测进行研究。
标签：地面集输管线;H2S;CO2;1.腐蚀评价执行标准美国腐蚀工程师协会NACERP0775-2005-《油、气田生产中腐蚀挂片的准备、安装、分析以及试验数据的解释》中对腐蚀程度的划分进行评价，见表1。
2.腐蚀监测和检测2.1常用腐蚀监测方法通过在输气系统上选择合适的部位，以不同方式加注缓蚀剂或预膜，对比未加注与加注缓蚀剂后腐蚀速率、点蚀速率及水质的变化，可以直接评价缓蚀剂的缓蚀效果。
缓蚀剂的测试评定是对比金属在腐蚀介质中，有无缓蚀剂时的腐蚀速率，进而确定缓释效率、最佳加注量以及最优使用条件。
腐蚀监测指长时间对同一物体进行实时监视而掌握它的变化，气田集输系统腐蚀监测技术经过近二十年的发展，已形成了一系列的监测方法，例如：失重挂片法、电阻法、氢渗透法、线性极化电阻法、电化学噪音法、FSM法、电偶法、电位监测法等。
（1）失重挂片法失重挂片法是一种经典的监测腐蚀速率的方法，这种方法是把己知重量、尺寸规格和材质类型的金属试片放入被监测系统的腐蚀环境中，在经过一定已知时间的暴露期后取出，仔细清洗并处理后称重，根据试片质量变化量和暴露时间的关系计算平均腐蚀速率。
通过上述方法得到的是一段时间内总体平均腐蚀速率，该方法可以通过观察试后片的表面腐蚀形貌，分析其表面腐蚀产物成份，从而判定腐蚀的类型。
高含硫天然气集输管道点蚀缺陷安全评价方法研究
高含硫天然气集输管道点蚀缺陷安全评价方法研究摘要：天然气集输管道会受到很多因素的影响，会出现腐蚀现象，高含硫天然气集输管道的材质一般为抗硫不锈钢，对于这种材质的管材一般会出现点蚀腐蚀，需要依靠多角度来分析点蚀的影响因素，并且需要根据这些因素来提出相关解决措施，利用不同的数据来优化安全评价模型，增加管道安全评价参数的可靠性，进而提高管道的抗辐射性。
关键词：高含硫；天然气集输管道；点蚀缺陷高含硫天然气集输管道采用的材质为抗流不锈钢，对这种管材的腐蚀缺陷主要表现在为均匀减薄和点蚀，对含有点蚀缺陷的管材进行强度评价，确定其管道缺陷所允许的最大操作压力，做出正确的决策，帮助管道可以继续使用，减少管道的运行压力，并进行相应的缺陷修复工作，才可以让管道的使用寿命增加，节约相应的维修成本，进而避免管道发生事故。
1点蚀管道的安全评价模型高含硫天然气集输管道弹性极限是指管道的弹性屈服极限，主要是指管材在变形时所承受的最大应力值。
根据不同材质的管道屈服极限和安全系数进行分析，可以得出管道的许用应力。
因为在管道运行中会存在腐蚀缺陷，需要结合应力集中系数，计算出腐蚀的环向应力。
根据管道的强度失效准则，通过对等效应力与许用应力之间的比较，得出管道的最大允许操作内压和点蚀深度。
2模型修正2.1点蚀缺陷数据修正对高含硫天然气管道进行智能检测数据，对其高风险管段进行验证，并对其相关测试进行研究和分析，修正天然气管道在运行中所出现的缺陷值。
在高风险管道中，智能检测数据和现场验证数据结果基本相符，由于存在人为因素所以会导致在测试中出现误差，因此在进行安全评价时需要及时修正实际缺陷值，才能确定点蚀深度修正系数。
2.2安全预警值判定（1）当管道腐蚀区域的最大腐蚀深度小于公称壁厚10%时，评定为第3类腐蚀。
这类腐蚀程度不是特别严重，还可以继续维持管道运行，但是需要进行检测，（2）当最大安全工作压力与失效压力的比值大于管道设计系数时，评定为第2类腐蚀。
ICDA管道内腐蚀直接评价方法探析
ICDA管道内腐蚀直接评价方法探析在传统的管道内腐蚀评价中，采用了一些常见的方法，比如电化学法、超声波检测法，X射线检测法等。
这些方法虽然具有一定的可行性，但是在实际应用中存在着一些不足之处，例如需要大量的人力物力、高昂的成本、操作复杂等。
需要进一步探索管道内腐蚀直接评价的方法，提高评价的准确性和效率，保障管道的安全运行。
二、ICDA管道内腐蚀直接评价方法ICDA（Internal Corrosion Direct Assessment）管道内腐蚀直接评价方法是一种目前比较先进的评价方法。
该方法主要是通过对管道内壁进行直接的腐蚀评价，以确定管道内部的腐蚀情况，并进一步确定管道的安全状态。
ICDA方法主要包括以下几个步骤：1.数据收集：需要对管道进行全面的数据收集，包括管道的材质、管道使用年限、介质性质等信息，并结合实地调查记录管道的运行情况。
2.风险评估：在数据收集的基础上，对管道的腐蚀风险进行评估，包括腐蚀速率、腐蚀形式、腐蚀位置等因素进行综合分析。
3.直接评价：通过对管道内壁进行直接腐蚀评价，采用现代化的检测设备，结合实际情况对管道内部腐蚀情况进行准确评估。
4.安全评价：利用评估结果进行管道的安全评价，确定管道的安全状态，包括安全使用寿命、修复方案等。
ICDA方法的优点在于可以直接对管道内部进行腐蚀评价，减少了对外部环境的依赖，评价的准确性和可靠性更高。
而且ICDA方法相对传统方法来说，操作简单，成本低，效率高，更适合实际工程中的应用。
三、ICDA方法的不足尽管ICDA方法在管道腐蚀直接评价中具有一定的优势，但是也存在一些不足之处需要进一步改进和完善。
1.检测技术：目前，ICDA方法中所采用的检测技术还不够成熟，对于一些特殊材质和结构的管道难以有效检测，需要进一步研发和改进相关技术。
2.评价准确性：由于管道内腐蚀具有一定的随机性，ICDA方法在评价准确性上还需要不断提高，避免误判。
3.数据分析：ICDA方法中数据量大，需要进行大量的数据分析工作，当前的数据分析方法还不够完善，需要引入更多的先进技术和算法。
天然气集输场站工艺管道腐蚀检测研究 伍丞
天然气集输场站工艺管道腐蚀检测研究伍丞摘要：随着天然气生产规模的不断扩大，亟待需要出现科学、便捷的工艺管道腐蚀检测技术来为天然气集输场站的工艺管道腐蚀检测提供了新的方法，从而实现对工艺管道的内腐蚀、外腐蚀及冲刷腐蚀进行的精准评估。
本文在对天然气集输场站实地调研的基础上，对集输场站工艺管道腐蚀的内腐蚀、外腐蚀和冲刷腐蚀成因进行研究，并对集输场站工艺管道检测流程和腐蚀检测技术的应用展开了分析，将为天然气集输场站的管道工艺腐蚀控制提供参考。
关键词：管道；腐蚀；天然气；检测新时期以来，随着我国的经济社会发展增速稳步提升，对天然气的总量需求逐步加大。
天然气的安全稳定生产成为重要的能源引擎。
而不可忽视的是在天然气的开采中，原料气中的H2S、CO2的含量普遍较高，这就导致管道运行中易产生腐蚀现象。
当前，因管道腐蚀所导致非计划性停工的频次在集输场站的日常生产中不断增多。
工艺管道设备的腐蚀问题越来越受到天然气生产企业的关注。
与此同时，迫于生产压力，天然气集输场站的工艺管道连续运行已日趋常态化，部分工艺管道的超限服役现象开始显现。
管道防腐压力随着天然气开采和储运的不断深入而持续上升。
亟待需要出现科学、便捷的工艺管道腐蚀检测技术来为天然气集输场站的工艺管道腐蚀检测提供了新的思路，从而能够准确地对工艺管道的内腐蚀、外腐蚀及冲刷腐蚀进行定量评估，从而推动在新时期发展背景下天然气集输场站工艺管道管理的良性发展。
1.天然气集输场站工艺管道腐蚀的成因分析在集输场站的腐蚀类型主要有三种，即内腐蚀、外腐蚀和冲刷腐蚀。
其中，对于集输场站的管道内腐蚀而言，因原料气中通常所含有的酸性物质会诱发电化学反应，从而对管道内壁造成腐蚀。
以H2S为例，干燥的H2S并不具有腐蚀破坏作用，但H2S溶于水后，立即电离而呈现酸性，则具有很高的腐蚀性。
在这一反应过程中，H2S电离所产生的H +是强去极化剂，容易导致阳极溶解反应而造成管材的腐蚀。
腐蚀作用发生后产生的FeS与管材的粘结力变弱时，FeS则会脱落且被氧化，会在一定程度上加速管材的腐蚀进程。
珠三角某天然气管段内腐蚀直接评价技术应用
66
TOTAL CORROSION CONTROL VOL.34 No.10 OCT. 2020
经验交流 Experience Exchange
完整性检测常用方法有内检测、直接评价、水压试 积液的位置；在详细检查中采用超声测厚，C扫描、
验[1-3]。
相控阵等无损检测技术测试这些最容易积液位置的
相较于内检测与水压试验，直接评价技术具 内部腐蚀情况；后评价部分是评价ICDA方法的有效 有成本低、工作量小、无清管限制、无需停输等优 性并确定再评价的时间间隔[6]。
本文挑选分输站至C工厂这一典型管段为例，
适用于正常条件下输送干气但可能遭受非经常性短 详细介绍预评估、间接评估、详细检查、后评价各
期液体侵扰而引起损坏的天然气管道，腐蚀性的水 步骤。
经验交流 Experience Exchange
珠三角某天然气管段内
腐蚀直接评价技术应用
侯向峰
（中海广东天然气有限责任公司，广东 珠海 519000）
摘 要：内腐蚀直接评价ICDA作为管道完整性管理评估技术之一，因其成本低、工作量小、
无清管条件限制、无需停输等优点而受到国内外专家学者的重视，特别是对于无法开展内检测的
Direct Assessment Technology (ICDA) has attracted the attention of experts and scholars because of
its low cost, small workload, no pigging conditions, no shutdown and other advantages, especially for
evaluation technology plays an important role in pipeline integrity.
天然气管道内腐蚀直接评价方法原理与范例
界倾 角 ， 预测 天 然 气管道 最 可 能积液 的部位 ， 并对该部位 的腐 蚀情况进 行检验 ， 由此推 断管道其 他部位 的腐蚀情 况。分析 了 Ｄ Ｇ—Ｉ Ｄ 的基本 原 理 ， ＣＡ 阐述 了该 方 法的 ４个 步骤 。Ｄ Ｇ—ＩＤ Ｃ Ａ不
仅 作为 一种 主要 的 内腐 蚀评 价 方法 可独立 使 用 ， 可作 为智 能检 测 器和 试 压 法的 辅 助 工具 使 也
０ 前
言
预 测 出其位 置及 数量 是 十分必 要 的 。
但 由于 检测 工 具不 易进 入 管 道 内部 ， 天然 气 天然 气管 道 中如 果 有 积 水 并 同时 含 有 Ｈ Ｓ ，，
Ｃ： Ｏ 和氯 化物 等腐 蚀 性 的有 害物 质 组 分 ， 就会 在
管 道 的 内腐 蚀通 常难 以检 测 。管线 的机 械 和几何
约束 使在 线 检测 的应 用 受 到 阻碍 ， 大概 只 有 ５ ％ ０
管道 内产 生腐蚀 。内腐蚀 是造 成管 道 系统严 重 老 化 的原 因之 一 ， 将 导 致 管 道 泄 漏 ， 低 结 构 强 它 降 度 ， 严重 威胁整 个输 气 系统 的安全 性 、 并 完整性 和 经济 性。根 据 美 国 管 道 安 全 办 公 室 的 统 计 ， １９ － ２ ０ ９ ４ ０ ０年美 国所有 输 送 管道 事故 中 ， 内腐 蚀 引起 的事 故接 近 １ ％ 。因此 ， 内腐 蚀发 生 前 ５ 在
用， 以提 高长输天 然 气管道 完整性 管理 的技 术 水平 。
关键 词 ：天 然 气管道 ；内腐蚀 直接 评 价 ；管道 完整性 管理 ； 多相 流模 型 中图分 类号 ：Ｔ ９ ８ ２ 文 献标 志码 ：Ｂ 文 章编 号 ：１０ ３ ３ （ ０ １ ０ ５— ６
输气管道腐蚀控制措施及评价
输气管道腐蚀控制措施及评价摘要：输气集输管道是输气运输的的重要方式，但在输气运输的过程中，不可避免的就是会对管道造成一定的腐蚀。
输气集输管道腐蚀问题一直困扰和影响着输气运输事业的发展，输气集输管道一旦被腐蚀，便会产生严重的安全问题，比如，输气集输管道的内部的管线容易穿孔、破裂，集输管道的内壁也容易发生泄漏，进而产生很严重的安全事故，对周围的居民的生命财产构成严重的危险。
由此可见，探讨加强输气集输管道腐蚀管理的方法和措施迫在眉睫。
关键词：输气管道；腐蚀控制措施；评价引言输气管道的建设，有助于输气与天然气输送成效的提升，为人们的日常生活提供便利，为生产工作的进行提供便利，促进我国经济运转效率的提升。
因此，我国愈加注重对输气管道的检查与维护，引进更为先进的腐蚀检测技术，提升腐蚀问题检测成效，及时确认腐蚀区域与大小，为相应处理措施的开展奠定基础。
同时，相关单位在进行输气管道建设时，应构建相应的防腐策略，优化管道防腐性能，延长其使用年限，提升输气输送质量。
1输气管道腐蚀原因1.1输送介质腐蚀输送介质腐蚀主要是所输送的输气中含有其它物质，在这些物质的作用下而引起的管道腐蚀问题。
众所周知，输气伴生物中，以水的比重最高，这就使得所开采的输气中含有大量的水溶液，而其中所存在的氯化物、硫化氢、二氧化碳、微生物等能与埋地输气集输管道发生反应，进而产生腐蚀问题。
输送介质所引发的腐蚀，从管道内壁开始，使得管道内壁变薄，而逐渐无法满足输气集输要求。
1.2温度的影响温度是影响输气管道运行的重要因素。
输气在实际输送过程中，其温度并不是一成不变的，而是处于时刻变化状态中，加之外界温度变化的影响，管道腐蚀的概率随之增加。
同时，输气管道位于地下的部分较多，其初始埋设深度的不同，会使得温度对其的影响有所差异，若管道设计线路不同，温度的影响也随之产生变化，温度的提高，会增加管道腐蚀概率。
同时，土壤结构成分与其含水量等均会对输气管道的外壁产生一定影响，使其产生腐蚀现象，甚至可能导致输气管道出现泄漏问题，安全风险随之增加，为人们安全带来较大威胁。
输气管线内腐蚀检测评估技术
输气管线内腐蚀评估参照 《 输送干天然气管道内
适宜于多种介质的管道外腐蚀检测技术和组合泄漏 腐 蚀 直 接 评 估 标 准 （Ｇ ＩＤ ） （ Ａ Ｅ Ｄ —Ｃ Ａ Ｎ Ｃ 检测 技术 ，现 场应 用效 果 良好 。 Ｓ ００ —０ ６ ， Ｐ ２６ ２ ０ ）》 其包括预评估 、间接检查 、直接
界 面现 象和 变形作 用后 气井产 能 明显 降低 。
关键词 ：凝析气井 ；产能 ；方程 ；模型 ；界面现象 ；变形作用
ｄ ｉ Ｏ３ ６ ／ｉ ｎ１ ０ — ８ ６２ １ ．．０ ｏ． ．９ ９ｊｓ ．０ ６ ６ ９ ． １８０ ４ ＇ ｌ ．ｓ ０
近年 ，国 内外 勘 探发 现 了不少 异 常高压 低渗 凝
件对管道可能存在积水的部位和发生积水时的关键倾 部分 是完 好 的 。如果 在此 发生 了腐 蚀现 象 ，就 可确 角进行分析计算 ， 并利用管道的温度、压力、流速、
一
定管 道有 潜在 的损 坏 问题 。
６ 一
油气 田地 面工程
（ｔｐ／ｗｗ ｙ ｔ ｍｇ ． ｒ） ｈｔ ：／ ｗ．ｑｄ ｃｃ ｎ ｏ
测 点见 表 ３ 。
积水 内腐 蚀 。
表 ３ Ｔ Ｍ 测 管 道 平 均 壁 厚 减 薄量 超 过 ５ 的测 点 Ｅ实 ％
４ 结论
（ ）利用输气管线 内腐蚀评估技术评估确定的 １
（）利用 Ｈｏｅｗ ｌＰｅｉ ｉｅ ．软件 及 《 ２ ｎｙ ｅｌ ｒｄｃＰｐ ０ ｔ ３ 输
厚 减 薄超 过 ５ ％的测 点 ，计 算 预测 发 生 内腐蚀 位 置 与实 测 内腐蚀 发生 位 置吻合 。 （）在 管道 超 过 ｌ５０ｍ以后 ，即使 在 １９０ｍ ２ ０ ０
燃气管道安全评估中钢管腐蚀评价技术的研究
燃气管道安全评估中钢管腐蚀评价技术的研究一、前言由于燃气的易燃易爆特性，管道中燃气一旦泄漏，往往会导致重大人身伤亡和财产损失，近年来国内外已发生过多起恶性事故，教训深刻。
为此，国家建设部与中国城市燃气协会在2001年共同组织编制了《城市燃气行业“十五”技术进步发展规划》，明确要求开展城市燃气管道的可靠性分析和风险评估研究，建立综合管理体制，保证在役管道运行的安全可靠。
深圳燃气集团积极响应，启动了“城市燃气管道安全状况评估”课题研究，2002年项目列入国家建设部年度科研计划并取得突破性进展，在2003年初进行的阶段成果审定会上，得到有关专家的充分肯定。
此后我们对深圳在役的200公里埋地钢质燃气管道进行了系统的安全评估，通过实际检验和修正，进一步完善了埋地管道安全评估手段和评价标准，使其更符合生产实用的需求，整个项目计划在2004年底投入试运行。
二、城市燃气管道的特点Muhlbauer所着《管道风险管理手册》介绍了美国埋地长输管道安全评估的经典方法，其利用海量、完整、可靠的管道建设运行数据库，归纳出各影响因素的分值。
目前，国内部分科研机构借鉴其基本思路，请国内专家凭各自的主观感觉填写调查表，经统计处理确定各影响因素的分值，不与具体工况相联系，使用结果表明其往往与实际情况有较大偏差。
究其原因，在于与长输管道相比，城市燃气管道有明显差别：1、长输管道通常为单管，阀门和变径很少。
城市燃气管道多为网、枝状，阀门、三通及凝液缸等管件密布，管道变径较普遍。
2、长输管道通常为一次同期建成，有完备的勘察设计、施工监理、竣工验收程序，质量相对均衡且缺陷较少。
城市燃气管道则随着城市建设的进展逐步形成，且不断拓展。
由于投资来源复杂，设计、施工和验收标准往往参差不齐，质量缺陷相对较多。
3、长输管道通常铺设在郊野，周边环境的改变通常为平滑过渡，容易把握，且杂散电流影响较小。
城市燃气管道周边环境复杂，改变有时为突变，另外城市杂散电流干扰很普遍且严重。
天然气集输场站工艺管道腐蚀检测研究
天然气集输场站工艺管道腐蚀检测研究摘要：新时期以来，我国天然气生产企业的运营压力进一步的提高。
如何做好天然气场站的工艺管道管理，确保天然气场站安全生产是摆在每个天然气场站工作人员面前的一个大问题。
以多相流模拟及临界流速计算为代表的新型检测技术的应用，成为天然气集输站在新时期发展背景下提速增效的重要策略。
本文在对天然气场站实际调研的基础上，对天然气集输场站工艺管道腐蚀的成因进行研究，并对天然气集输场站工艺管道腐蚀检测技术的应用展开了分析，并在此基础上提出了提高天然气集输场站工艺管道腐蚀检测实效的创新策略，将为国内天然气集输场站的管道工艺管理提供参考。
关键词：管道；腐蚀；天然气进入新世纪以来，国家经济社会发展增速稳步提升，工业生产和居民生活对天然气需求逐步加大。
面对不断攀升的天然气消费需求，我国天然气生产和输出总量严重不足且这一问题正在加剧，业已成为制约国家战略发展的一大因素。
新时期以来，我国天然气生产企业的运营压力进一步的提高。
如何做好天然气场站的工艺管道管理，确保天然气场站安全生产是摆在每个天然气场站工作人员面前的一个大问题。
受限于天然气本身的属性和工艺管道环境的影响，管道设备的腐蚀问题越来越受到天然气集输场站的关注。
不可忽视的是，迫于生产压力，工艺管道系统的连续运行已成常态化，部分管道的超限服役现象也开始凸显，天然气企业管道防腐压力随着生产的深入而持续上升。
伴随着工艺管道腐蚀检测技术的不断发展，为天然气集输场站的工艺管道管理提供了新的手段，以多相流模拟及临界流速计算为代表的新型检测技术，成为天然气集输站在新时期发展背景下提速增效的重要策略。
1.天然气集输场站工艺管道腐蚀的成因分析在我国天然气的开采中，H2S、CO2的含量普遍较高，这在一定程度上导致了管道运行中不可避免地产生腐蚀现象，且这一现象导致非计划性停工的次数在天然气集输场站的管理工作中不断增多。
在造成企业生产效益受损的同时，也对工艺管线周边的设备和人员安全开来了极大的隐患。
集输管道内腐蚀检测与评价技术
集输管道内腐蚀检测与评价技术摘要：在大多数的工作中，集输管道处的工作相对来说是比较难以处理的，从目前的研究状况来看，做好对集输管道处复杂多变的工况环境的应对，并且在一定程度上准确可靠地对集输管道处的具体情况进行相关的研究与解决是目前需要亟待解决的问题。
基于此，本文从对各种检测方法的使用过程以及相关的研究结果出发，对各种检测方法的优点和不足进行了相关的探讨，并根据自己的研究提出了相关的见解，希望可以对今后技术管道检测和评价技术的研究能够有所帮助。
关键词：集输管道；内腐蚀；集中检测；预防集输管道，在现代化的发展的过程中给现代化的管道运用以及相关的检测技术带来了很大的便利，也成为了现代化的管道技术发展的一个重要的引擎。
但是，在近几年来的发展的过程中，虽然技术管道技术在技术管道的集中检测以及使用的过程中有多种多样的方法，但是这些也在一定程度上给人们带来了选择的难题，想要在技术管道运用的过程中能够更加游刃有余，还是需要对不同的方法进行检测，找出不同方法的适用性，从而为技术管道的使用的长远发展提供更多的内生动力。
1概述集输管道从其作用上来看，其是一种用于进行油气混合输送的管道，与普通的分别进行原油和天然气输送的管道相比，其具有很大的优点，不仅仅可以在很大程度上减少自身的工作量，而且还可以起到节约相关的输送成本和提高油气开采的经济效益的作用，可以说是对管道输送的一种技术上的提高。
其特点的集中体现在我国的自然环境相对比较恶劣的地区来说更是十分明显地体现了出来。
与此同时，随着近些年来的经济以及各种科学技术的不断发展，集输管道的输送管道也在不断地向管道直径更小、输送距离更长方面发展。
集输管道在大多数的情况下都是暴露在自然环境之下的，受外部的环境的干扰，集输管道的表面经常会出现结垢、腐蚀等现象，长期以来也会在很大程度上影响集输管道的正常工作。
基于这样的问题，目前对集输管道的腐蚀问题进行相关的检测与评价是各个相关部门促进生产需要亟待解决的问题，也正是只有不断地运用正确的方法进行相关的检测活动才能够更好地促进集输管道的设计的改进。
天然气集输管道内腐蚀直接评价方法研究
天然气集输管道内腐蚀直接评价方法研究天然气集输管道是天然气从生产地到使用地的主要输送通道，其安全运行对于保障能源供应和维护社会稳定具有重要意义。
然而，由于集输管道内部受到多种因素的影响，如潮湿气候、氢化物含量等，容易发生腐蚀问题。
因此，研究天然气集输管道内腐蚀的直接评价方法是非常有必要的。
天然气集输管道内腐蚀直接评价方法主要包括物理方法、化学方法和电化学方法等。
物理方法主要包括无损检测技术和微观分析技术。
无损检测技术可以通过探测管道内部的腐蚀程度来评价腐蚀情况，如超声波检测、磁粉检测和涡流检测等。
这些方法可以快速获取管道内部的腐蚀信息，并确定管道的保护措施。
微观分析技术则通过取样并对腐蚀产物进行分析，例如利用扫描电子显微镜（SEM）和能谱仪（EDS）对腐蚀产物的形貌和成分进行分析，以了解腐蚀机理和发展趋势。
化学方法主要包括腐蚀介质分析和金属腐蚀性能试验。
腐蚀介质分析可以通过取样并对管道中的腐蚀介质进行分析，以了解介质的成分和腐蚀性质。
该方法可以根据腐蚀介质的特性，推断出管道内腐蚀的原因和发展状况。
金属腐蚀性能试验可以通过模拟实际工作环境，对材料的耐腐蚀性能进行评估。
例如，可以使用腐蚀试样进行腐蚀浸泡试验，通过测量试样的质量损失和以及产生的腐蚀产物，来评价材料的耐腐蚀性能。
电化学方法是目前应用较为广泛的腐蚀评价方法之一、电化学方法通过测量金属表面的电极反应和电位变化，来评价金属的腐蚀程度。
常用的电化学方法包括极化曲线法、交流阻抗法和腐蚀电流密度法等。
极化曲线法通过改变电位并测量电流的变化，来绘制出电极的极化曲线，并通过曲线的特征参数来评价腐蚀程度。
交流阻抗法通过施加交流电信号，并测量电压和电流的相位关系，来计算出电化学纯电阻和纯容抗等参数，从而间接评价腐蚀情况。
腐蚀电流密度法则是通过测量电极的腐蚀电流密度，并结合电位变化，来评价腐蚀的严重程度。
综上所述，天然气集输管道内腐蚀直接评价方法研究是为了实时了解管道腐蚀的情况和趋势。
输气管道内腐蚀直接评价方法
１ 内腐蚀直接评价的基本原理
２ 内腐蚀直接评价的步骤
根据ＡＳＭＥ Ｂ３１．８ｓ－２００１的定义可知，直接 万方数据
内腐蚀直接评价包括４个关键步骤：①预
第２９卷第２期
赵学芬等：输气管道内腐蚀直接评价方法
·６９·
评价；②间接检测，③直接检验，④后评价。 在预评价阶段，风险工程师必须量化潜在的风险 威胁，并选择对特定风险直接评价的可靠方法；间 接检测阶段，主要是使用各种无需实际接触管道 的方法来了解管道的情况；直接检验阶段是利用 直接与管道接触得到的数据（比如超声波传递厚 度计、ＩＬｌ等）来评价管道的情况；后评价阶段是 利用检测方法来量化潜在威胁，以评价前些阶段 的可靠性。 ２．１预评价
流动方向向前流动的气体与液体之间的剪应力之
间的平衡定义为液体在管道中聚集的临界角，并
建议把改进的弗劳德数（Ｆｒｏｕｄｅ ｎｕｍｂｅｒ）用于倾
角为ｐ，内径为ｄ；的管道上，用来估计临界角。
当气体密度由总压力和温度确定后，将模拟
结果用改进的弗劳德数表示：
Ｆ：堕丑．哗．ｓｉｎ０，
（１）
Ｐｓ
秽ｇ‘
式中Ｐ¨Ｐｓ一液体和气体密度，ｋｇ／ｍ３；
前三个阶段收集的数据，目的是评价直接评价方 法的有效性并确定再评价的时间间隔。输气管道 的ＩＣＤＡ是基于间断扰动这个假设，并且具备这 种假设条件的管道会有较小程度的腐蚀或无腐 蚀。如果在任意位置都发现大面积腐蚀，则假设 不成立，也就是说ＩＣＤＡ是无效的。
文献［７］对两段管道进行了评价验证，对于 万方数据
蓦
一一一～一一一 将缓蚀作为完整性 管理程序的一部分 （直接评价范围之外的内容）
图３给定管道长度的ＩＣＤＡ流程图
腐蚀检测工具，操作人员可增加检测时间间隔，并 最好在最易发生腐蚀的位置进行实时监测。对于 ＩＣＤＡ，最经济有效的方法就是在部分管道上安装 一种在线检测工具，然后根据这个结果评估清管 器无法运行的下游内腐蚀。这是因为ＩＣＤＡ预测 的腐蚀更可能是上游的而不是下游的，上游位置 的完整性检验会考虑到下游位置得到结论。如果 确定出最易发生腐蚀的位置没有发生破坏，就保 证了大部分管道的完整性；反之如果发现腐蚀，也 能辨识出潜在的完整性问题。
天然气集输用缓蚀剂技术要求及评价方法
天然气集输用缓蚀剂技术要求及评价方法下载提示：该文档是本店铺精心编制而成的，希望大家下载后，能够帮助大家解决实际问题。
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天然气管道内腐蚀的原理及直接评价
１ ． １ ％、 ０ ． ５ ５ ｍｇ・ ｍ一。 在 预 评价 阶 段 ， 结 合管 道 基 本 资 料 确 定 Ｉ Ｃ ＤＡ 为 Ｉ 级， 管道输 送方 向为双 向 ， 且 途中存 在多个 出入 口， 因此 要将 每个 方 向进 行单 独分 区 。 管道 由南——北 、 由北 —— 南可以划 分为八 个区域 。 根据地 质勘查局 提供的管 道剖面 图 ， 能够 计算 得 出最大 临界 倾角 ， 通 过开 挖证 明 ， 能够 发现 直接 评 价 准 确率 高达 ８ ８ ％。 ＤＧ－Ｉ Ｃ ＤＡ 既可 以 用于 内腐蚀 评价 方 法 ， 进 行单 独性 评价 ， 也可 以借 助智 能检测 设备 、 试压 法进 行辅 助 测量 。 针对天然气而言， 利 用 内腐 蚀 评 价 方法 还 应 进 一 步 深 化， 随着直 接 评价 方法 功能 愈发 明显 ， 该方法 将得 到全 面推 广
耗。 其 中管道 内腐蚀介 质主要包 括水汽 、 二氧 化碳等 。 管 道 内部 水 汽 只有是 气态 状态 不会 引发 内腐蚀 。 在特 定条件 下 ， 管 道的 水 汽 会被 液 化为 水 膜吸 附 在管 道表 面 ， 逐 步 腐蚀 管 道 。 现阶 段， 管 道输送天 然气 多经过处理 ， 以干气状态 为主 ， 常温 常压下 不 易成 为游 离水 状态 。 但 是一 旦温 湿度 发生 变化 ， 天 然气 极 易
天然 气 管道 中含有 大 量积 水 ， 且 其 中含 有Ｈ： Ｓ、 Ｃ Ｏ 等 腐 蚀性 物 质 ， 在 管道 内产 生腐 蚀现 象 。 内腐 蚀是 导致 管道 系统 严 重老 化 的具 体 因素 之一 ， 长 时 间作用 下会 出现 管道 泄漏 ， 降低 结构 强度 ， 直 接威 胁到 输气 系统 安全性 。 据统 计 ， 近年 来 ， 美 国 所有 天然 气 输送 管 道 内腐蚀 事 故 占比为 １ ５ ％ 。 在实 践检 测 中， 受到检测 工具 自身体积等 因素 的限制 ， 无法有 效检测 到管道 内 部 状 态。 而 内腐蚀直 接评 价 方法（ ＤＧ＝ Ｉ Ｃ ＤＡ） 以 其 自身 灵活性 优势 ， 能够 帮 助工 作人 员掌握 管道 内部 情况 ， 并采 取合理 措施 加 以调整 和优化 。 在 计算 中， 要保 持液 体 与气体 密度 单元一 致性 。 同时还 要 充分考 虑非理想 状态 下的压缩 因子 ， 并对 非理想状 态下 气体状 态方程进 行转换 ， 以此 来找到极 有可能发 生腐蚀的位 置 。 （ ３ ） 直 接 检查 直 接检 查在评 价 活动 中 ， 主要 是选 取一 个 大 于最大 临界 角的管道倾 角位 置进行开 挖检查 处理 ， 以此来 验 证 上 述 工作 内腐 蚀 位 置判 断 是 否准 确 ， 从 更 高层 面上 进 行评 价， 进 一步 提高 评价 结果 准确性 Ｊ 。 在 检查 中 ， 一旦 发现管 道 实 际倾 角小 于 计算 得 出的 最大 临 界 角， 要根 据 最大 倾 角进 行 开 挖， 检 查 位 置存 在 腐蚀 情 况 ， 应 根 据 最大 倾 角位 置 进行 开 挖 。
天然气管道腐蚀预测研究
天然气管道腐蚀预测研究随着全球能源需求的不断增长，天然气在能源结构中的地位越来越重要。
然而，由于长期运行和复杂环境等因素的影响，管道腐蚀问题一直是天然气输送中的重要挑战。
为了避免管道运行中出现重大安全事故，对天然气管道腐蚀的预测研究已成为当前天然气输送技术的一个重要研究方向。
一、腐蚀类型天然气管道腐蚀主要分为自然腐蚀和化学腐蚀两种类型。
自然腐蚀是指管道在现场使用中，由于酸、碱等物质的作用，管道金属表面上产生的氧化层逐渐被侵蚀，导致金属材料失去一部分的重量。
自然腐蚀是目前天然气管道腐蚀的主要问题之一。
化学腐蚀是指管道金属表面受到化学物质的腐蚀作用。
常见的化学腐蚀主要有酸蚀、碱蚀、氯离子腐蚀等。
化学腐蚀过程中，金属材料会发生腐蚀反应，并不断损失重量，导致管道墙壁变薄，进而影响管道的承载能力。
二、腐蚀预测方法由于天然气管道腐蚀具有显著的地域性和随机性，因此对其进行科学、准确的预测十分重要。
目前，常用的腐蚀预测方法主要有以下几种：1. 电化学检测方法电化学检测方法是通过测试管道表面的电位差，来判断管道是否出现腐蚀的一种方法。
电化学检测方法具有很高的敏感度和准确性，可以有效地预测管道腐蚀的发生和演化。
2. 腐蚀时序曲线法腐蚀时序曲线法是一种定量的预测方法，该方法通过测试管道中腐蚀过程中所产生的电信号，来推断出管道腐蚀程度和腐蚀速率，从而预测管道的寿命。
3. 腐蚀损失法腐蚀损失法是一种基于腐蚀损失的预测方法，该方法通过测量管道内金属材料的损失量，来预测管道寿命。
该方法具有操作简单、成本低、预测精度较高等优点，但同时也存在着一定局限性。
三、腐蚀预测技术应用实例针对天然气管道腐蚀的预测技术在实际应用中也发挥了重要作用。
下面以某天然气输送公司为例，介绍其在管道腐蚀预测方面的实践经验。
该公司首先对管道现场进行定期巡检，通过外观检查和测量管道壁厚等指标，来判断管道的腐蚀状况。
其次，该公司采用电化学腐蚀检测、管道腐蚀时序曲线法等方法，对管道的腐蚀状态进行跟踪及预测。
天然气管道内腐蚀直接评价方法原理与范例
天然气管道内腐蚀直接评价方法原理与范例
郭秋月;刘磊;郭新锋
【期刊名称】《焊管》
【年(卷),期】2011(034)003
【摘要】天然气管道内腐蚀直接评价方法(DG-ICDA)的基本思路是通过多相流模型计算临界倾角,预测天然气管道最可能积液的部位,并对该部位的腐蚀情况进行检验,由此推断管道其他部位的腐蚀情况.分析了DG-ICDA的基本原理,阐述了该方法的4个步骤.DG-ICDA不仅作为一种主要的内腐蚀评价方法可独立使用,也可作为智能检测器和试压法的辅助工具使用,以提高长输天然气管道完整性管理的技术水平.
【总页数】6页(P65-70)
【作者】郭秋月;刘磊;郭新锋
【作者单位】西安交通大学,西安,710049;西安交通大学,西安,710049;西安交通大学,西安,710049
【正文语种】中文
【中图分类】TE988.2
【相关文献】
1.长输干燥天然气管道内腐蚀的直接评价技术 [J], 梁军营;张涛;伍广
2.天然气管道内腐蚀的原理及直接评价 [J], 李宁
3.天然气管道内腐蚀的原理及直接评价 [J], 袁宇辉;张艳琳
4.某海底多相流管线内腐蚀直接评价方法 [J], 汪江斌;闫婷婷;杨萍;王修云
5.国外天然气管道内腐蚀直接评价案例分析 [J], 罗鹏;赵霞;张一玲;关中原;林立明;王娟;张倩
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天然气集输管道内腐蚀敏感性评价方法研究
原油 管道工程建设 、 天津一体 化华 北管 网原 油管道 工程 建设 ， 负责 中国石化唐 山曹妃 甸 ３ 现 ０万吨级原 油码头及 配套设施工程建设。
收稿 日期 ：０８— １ ０ ２０ ０ — ８
ｌ ｔｎｉ Ｄｆｃｌ Ｇｏｎ ｏｄ ｉ ｓ Ｊ、 ｕｎｌｎ ｎ— ｅ ｉ ｉｉ ｔ ｒｕｄＣ ｎｉｏ ［ ］ Ｔ ｎｅｉ ａｄ ｅｏ ｎ ｕ ｔｎ ｌｇ
Ｕ ｄ ｒｒｕ ｄＳ ａｅＴ ｃ ｎｌｇ ，０ｒ（ ） １— 、 ｎ ｅｇｏ ｎ ｐｃ ｅ ｈ ｏｏｙ２ Ｃ ６ ： ８ ７
［］ ６ 何焕雄 ， 国金． 曹 盾构 法施工 技术及其 在我 国的发展 和应用 ［ ］ 建筑技术开发 ，０ ４ ３ （ ） １６～１９ Ｊ． ２ ０ ，１ ４ ：０ ０．
［ ］ＨＡ ＲＡ Ｓ Ａ ＩＺ Ｄ Ｈ Ｍ， Ａ Ｄ ． ｅｔ ｈ ７ Ｓ Ｈ Ｉ ＲＫ，Ｈ ＲＦ Ａ Ｅ Ｈ ＭＩＩ Ｋ Ｇ ｏ ｅ— Ｊ ｅ
管道 内腐蚀 的大体状 况 。 管道 内腐蚀规律 的进 一步研 究提供 依据 。 为 关 键词 ：集输 管道 ； 内腐蚀 ；模糊 综合评 价 ；敏 感性评 价 中图分 类号 ：Ｔ ９ ８ ２ 文献标 志码 ：Ｂ 文章编 号 ：１０ — ９ ８（０ ８ ０ ０ ８ — ４ Ｅ８． ０ １ ３ ３ ２ ０ ） ４— ０ ４ ０
摘 要 ：基 于输送 干 气管道 的 内腐蚀 直接评 价 法 ， 不便 使 用传 统 内腐 蚀 评价 方 法直接 评 价 对
的管道提 出了管道 内腐蚀 敏 感性评 价方 法。通过 气液 两相流 理论和模 糊 综合评价 直接预 测 了
输气管道腐蚀评价分析方法
输气管道腐蚀评价分析方法摘要：输气管道的腐蚀是威胁管道完整性管理的一个重要内容，管道腐蚀的防控对于管道运行单位具有十分重要的意义。
目前工程中，大都采用现场实时检测或已然发生事故的途径对管道的腐蚀进行评价，前瞻性较差。
本文通过文献调研，对国内现有的输气管道的腐蚀预测进行了总结，总结发现，现有的腐蚀预测方法大都基于数据映射关系的模糊数学或者灰色理论，定性加部分定量的对输气管道的腐蚀进行预测，实际应用价值一般。
关键词：输气管道；腐蚀预测；数学计算输气管道输送介质为天然气，主要成分为甲烷，而同时伴有二氧化碳、硫化氢、水等其他物质，而这些杂质的存在为天然气管道的内部腐蚀提供了温床，对于集输管道尤其严重。
对于此类管道，目前的主要方法是通过内涂层以及阴极保护联合保护的形式，对管道的腐蚀进行防控，但是一旦涂层破损而阴极保护不能起到很好的保护效果，则管道腐蚀同样会发生，对于在役时间较长的管道存在较为普遍，目前的处理方式主要是通过时间判断和现场挖掘验证，抑或通过已经穿孔的途径对管道的腐蚀现状进行了解；然而不难发现，这些途径抑或准确度不够，抑或已经腐蚀穿孔；因此，在管道腐蚀之前，对管道的腐蚀进行预测评价，对于输气管道的完整性管理具有十分重要的意义。
目前，对于输气管道腐蚀预测主要基于数学计算方法，其中包括基于Niche GA的灰色模型预测预测方法、基于灰色系统理论的天然气管道内腐蚀评价方法、基于模糊层次分析法的长输天然气管道腐蚀综合评估方法等。
1.基于Niche GA 的灰色模型方法[1]该种方法是结合小生境遗传算法和灰色模型的优点，用灰色理论建模，用基于小生境的遗传算法对模型中的参数进行估计，对输气管道的腐蚀进行预测。
采用该方法，秦政先等人对四川气田某输气管道不同时间测得的腐蚀速率和腐蚀深度进行了预测计算，并进行了现场验证，验证结果表明，预测精度较高，能够解决管道腐蚀中遇到的复杂非线性问题，并认为该方法可以作为预测管道腐蚀的一种方法，但由于设置小生境遗传算法目标函数并非是唯一的，因此，需要在寻求更好的目标函数上做进一步的工作。
天然气长输管道腐蚀缺陷评估与剩余寿命预测
因此，开展适合于天然气长输管道的腐蚀缺陷评估
(4)
和剩余寿命预测方法日益迫切。
本文针对某天然气长输管道腐蚀缺陷内检测数
(5)
据，对管道整体腐蚀状况进行了分析，采用Modified
B31G评价方法和Kastner评价方法，分析管道在不同
(6)
压力和厚度下剩余强度的变化，并预测管道的剩余
寿命，定制了管道修复计划。
method; kastner evaluation method
作者简介：庞洪晨 (1989－) ，男，山东临沂人，工程师，本科，主要从事天然气管道完整性管理 工作。
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TOTAL CORROSION CONTROL VOL.33 No.12 DEC. 2019
腐蚀研究 Corrosion Research
相关信息，在不同压力和壁厚上，采用Modified B31G和Kastner评价方法计算了管道的剩余强度，
并进行了剩余寿命预测。结果表明：基于Modified B31G 评价方法，在评价维修；基于Kastner 评价方法，在评价压力3.9MPa下，没有金属
M = 0.032 L2 + 3.3, L2 > 50
(3)
Dt
Dt
1.2 Kastner评价方法 Modified B31G评价方法主要是分析缺陷长度
对管道的影响，为了解缺陷宽度对管道安全的影 响，British Gas（英国燃气公司）进行了大量水压 试验，试验结果表明Kastner法是分析此类问题的最 佳模型之一[6]。该方法的主要计算公式（4）：
腐蚀研究 Corrosion Research
天然气长输管道腐蚀
缺陷评估与剩余寿命预测
庞洪晨1 杨立君2
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天然气集输管道内腐蚀直接评价方法研究
摘要本文分析了目前国内外关于管道內腐蚀直接评价的技术现状和存在的问题，对于湿气管道內腐蚀直接评价提出了基本技术流程、应用经验和下一步的研究重点。
关键词集输管道內腐蚀直接评价
随着我国油气开发和管道集输的发展，大量含有腐蚀性介质（硫化氢、二氧化碳、高矿化度水）的油气需通过集输管道输送，如何评价管道内腐蚀程度，从而维护管道本质安全成为当前亟需解决的问题。
中石油西南油气田分公司开发川渝两地天然气气田几十年，管理的集输管道上万公里，其中大多数服役时间都很长，而且存在高含硫等强腐蚀性介质。
由于不具备漏磁检测条件，深入全面地检测这些集输管道的内腐蚀状况如何成为公司目前面临的难题。
西南油气田分公司对此开展了有针对性的工作，结合国内外的研究成果，2010年对集输管线进行内腐蚀直接评价，取得了一些经验。
1. 集输管道内腐蚀直接评价方法概述
目前国外提出了管道内腐蚀直接评价方法，并在干气管道上已取得认可的成果[1]，在湿气管道方面也做了很多研究工作[2]。
而国内虽然对于集输管道内腐蚀直接评价方法有一些研究[3,4]，但没有应用的实例支撑，效果如何不清楚。
内腐蚀直接评价方法（ICDA）是在外腐蚀直接评价方法（ECDA）的基础上发展而来的[5]，该方法在干气管道上应用得到漏磁检测和现场开挖验证，已形成干气管道内腐蚀直接评价方法标准（DG-ICDA）[1]，其原理是基于水的存在是内腐蚀发生的必备条件，指导思想是通过判断易积水部位来确定易发生内腐蚀的位置，通过开挖直接检测这些位置，就可以得到管道的腐蚀情况。
为了确保全面评价，该标准提出不断增加开挖点的办法。
这一标准抓住的干气管道内腐蚀的本质，能够达到通过有限的现场开挖检测来评价管道的内腐蚀程度的目的。
但是在湿气管道中，水被认为几乎处处存在，内腐蚀发生的条件不再依赖于其中的某一个因素存在有否，使得DG-ICDA无法应用。
针对湿气管线，2004年国际管线会议（IPC）提出了一种内腐蚀直接评价方法[2]，其原理是通过流动效应、腐蚀速率模型及其他腐蚀影响因素对管段发生内腐蚀的可能性进行排序。
流程上仍采取四步循环，即预评估、间接检测、直接检测和后评估。
这一方法充分分析了湿气管道和干气管道内腐蚀的区别，考虑的腐蚀因素也很全面，但是集输管道每个部
位的内腐蚀影响因素无法确知，实际应用会发现特性的不确定性让其很难定量。
对此，国内有人提出湿气管道内腐蚀原理和方法，围绕如何判断腐蚀敏感区域，从而确定现场开挖验证点提出了几种方法。
如张鹏等[3]提出的湿气管道内腐蚀直接评价方法（WG-ICDA），秉承IPC04-0552的基本原理，并对腐蚀影响因素做了比较深入的研究，但未能解决如何准确地获得各部位影响因素这一问题。
针对集输管道的特点，赵学芬等[4]提出引入模糊数学的方法，通过模糊综合评判来划分内腐蚀敏感性等级。
这在一定程度上解决了腐蚀因素不确定的问题，但是评判指标的人为因素很大，对于操作者经验的依赖性很强，实际操作难度也很大。
事实上，国内的研究者由于缺乏实际应用的条件，其成果要实现对实际工作的指导还需进行更深入的研究。
2. 湿气管道內腐蚀直接评价的应用
在集输管线内腐蚀直接评价中，吸收国内外的研究成果，并结合现场实际进行了改进。
考虑到内腐蚀发生的原理中，水是不可或缺的决定性因素，因此尽管湿气管道中可能处处有水，抓住这个因素仍然是判断腐蚀敏感区的首选。
这点，国内的研究者都已注意到，只是在实现方法上各有不同。
需要解决问题不外乎两点，一是如何判断水存在于何处，二是如何了解管道内腐蚀的机理和特点。
只要能判断水的位置，而且知道内腐蚀的发展特点，就不难判断腐蚀敏感管段。
为了解决以上两个问题，采取了有针对性的方法。
一是通过多相流模拟判断管线的流型流态，从而得到管线中某一管段含水的概率大小；二是在做过漏磁检测的管线中选择与待评价对象腐蚀介质、操作参数相似的管线，从而推断管道内腐蚀的机理和特点。
假设已做过漏磁检测的，腐蚀介质、操作参数相似的管线的内腐蚀特征与待检管线是相同或接近的，那么利用漏磁检测数据建立的腐蚀模型就能用在待检管线上，这样就能得到某一管段的腐蚀速率大小。
含水概率和腐蚀速率的乘积就是该管段腐蚀概率的大小。
具体流程是：
①根据管线腐蚀介质情况和运行参数条件划分为若干个管段，定义为一个WG-ICDA区域；
②通过多相流模拟和腐蚀速率计算得到各区域腐蚀概率大小，并以此排序；
③选择腐蚀概率大的现场开挖验证点进行首次直接检测；
④分析直接检测结果，若与之前的模型存在不可接受的偏差，应使用该检测结果对腐蚀模型进行修正，重新计算腐蚀概率并进行直接检测。
重复以上步骤，直到偏差可接受；
⑤判断WG-ICDA的有效性，并确定再评价时间间隔。
3. 应用效果及存在的问题
在30余公里集输管线上应用该流程进行WG-ICDA后，得到了管线的腐蚀现状和腐蚀速率，达到了WG-ICDA的目的。
但也存在以下一些问题：
①在保证不同腐蚀介质情况和运行参数条件划分为不同WG-ICDA区域的条件下，发现WG-ICDA区域仍然比较大，如果不人为再细分，即便确定为腐蚀敏感区也难于确定开挖验证点；
②一个WG-ICDA区域的首次现场开挖验证点的确定仍依赖于操作者的经验，可能导致首次检测结果偏差特别大，而需要多次的腐蚀模型校正，是否有更有效方法尚需深入研究。
参考文献
[1]NACE SP 0206-2006. Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines Carrying Normally Dry Natural Gas (DG-ICDA).
[2] IPC04-0552 Internal Corrosion Direct Assessment for Pipeline Carrying Wet Gas –Methodology.
[3] 张鹏，李欣茜，彭星煜，等. 湿气管线的内腐蚀直接评价原理[J]. 石油工业技术监督. 2007，(10)：15-19.
[4] 赵学芬，姚安林，游赟. 天然气集输管道内腐蚀敏感性评价方法研究[J]. 焊管. 2008,31(4)：84-87.
[5]. 刘争芬，张鹏. 多相流管线的内腐蚀直接评价方法[J]. 管道技术与设备. 2007，(4)：33-35.。